层状边水油藏水平井开发后期剩余油分布规律研究

对于能量充足的层状边水薄层油藏,利用水平井开发总体效果理想,但开发后期随着含水率的不断上升,油水关系复杂,剩余油分布分散。以水平井开发的塔中16油田为例,利用流动单元方法建立地质模型,结合生产动态分析,通过数值模拟方法总结了塔中16油田剩余油分布特征。以剩余油分布规律为基础,从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上受物性、隔夹层和韵律3个因素影响;平面上受微构造、井网完善程度、井间压力分布、断层、水平段不均匀见水等5个因素影响。利用分析结果,可以较为可靠的发现剩余油富集区,为油田剩余油潜挖提供了有利依据,对高含水期油藏进一步提高采收率具有指导意义。     

油田开发后期油藏经营管理策略探讨

在油田开发后期 ,油藏经营管理存在一些难点 ,严重影响了油田后期开发效益。对此采取的经营管理策略是 :“以人为本”实施知识管理 ,强化认识油藏、揭示油藏地质和开采特征 ;引入虚拟经营思想 ,提高油藏经营核算能力和油藏投入决策水平 ;建立企业内部“市场链” ,形成内部良性竞争环境 ;加强质量管理 ,控制无效投入 ,提高核心竞争能力。实践表明 ,采取行之有效的经营管理策略 ,在油田开发后期可取得良好的油藏经营效益     

新沟油田提高采收率技术的探索与实践

江汉油区新沟嘴组油藏资源量丰富，但受其地质条件影响，开发水平一直难以提高。新沟油田作为新沟嘴组“双低”开发单元的典型代表，具有地质构造复杂，纵向含油层系多且层间非均质性突出等特点。在复杂构造精细地震解释、储层展布特征及剩余油分布规律研究的基础上，有针对性的开展了综合调整对策及方案研究，通过现场实施，明显改善了新沟油田注水开发效果，油田采油速度和最终采收率得到大幅提升，对类似油藏的后期开发调整具有借鉴与指导意义。     

八面河油田面14区沙三上亚段油藏注氮效果分析

八面河油田面14区沙三上亚段油藏属于高孔高渗普通稠油,由于非均质性严重,注水,边水推进等原因,在油田开发的过程中是有含水上升快、产量自然递减快和采出程度低的开发特点。为控水稳油,在该单元实施了注氮调剖试验,取得了良好的效果。     

小尺度等效表征技术在油藏数值模拟研究中的应用——以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例

目前我国东部大部分油田已进入高或特高含水阶段,随着油气开发程度的不断深入,砂体内部结构控制的剩余油挖潜逐渐成为油田开发的主要目标。自著名河流沉积学家Miall于1985年提出储层构型的概念及研究方法以来,很多学者开展了大量基于露头、现代沉积及密井网的储层构型研究工作。然而如何在油藏数值模拟模型中精确表征更小级次构型单元及界面(小尺度地质信息),从而提高剩余油的预测精度和油田采收率成为当前油藏精细化研究的重要方向。以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例,采用基于小尺度地质体等效表征的方法,即通过设置单元间网格传导率达到在油藏数值模拟中精细表征薄夹层对渗流效果及剩余油分布的影响。结果表明,该研究方法有效提高了单井历史拟合精度及井间剩余油分布预测精度,取得较好的应用效果。     

老油田高含水期经济开发决策技术研究

老油田开发进入高含水后期,水油比急剧上升,开发成本逐年增加。在低油价形势下,部分油田开发单元生产经营抗风险能力急剧变低,部分油井甚至出现亏损性生产。为了确保油田开发获得较好的经济效益,从成本构成入手,理清成本的可控因素与节点,按照经济平衡原理构建了油田"四线五区"经济开发评价指标体系,综合考虑油田开发实际生产情况,创建了扶停、措施增产等不同生产方式与挖潜方式的经济极限图版,实现了不同类型措施经济效益的量化评价,从而形成了一套老油田高含水期经济开发决策技术,为进一步提高油藏开发经济效益提供了有力的技术支撑。     

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大，剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。     

不同含水阶段油藏数值模拟开发预测精度分析——以垦西71块东营组为例

油藏数值模拟是油田开发研究和决策的重要工具,其中一项重要功能是利用其对油藏开发指标进行预测。在地质模型一定的条件下,利用油藏数值模拟进行开发指标预测主要受油藏以含水率划分的开发阶段、预测周期等因素影响,开发阶段越早、预测周期越长,不确定因素多,预测误差大。因此在实际应用中,为保证其预测精度,正确把握开发风险,预测周期不宜过长,以5年为宜。     

古城油田泌浅10区储层流动单元划分及储集质量评价

选取粒度中值(M_d)、标准化孔隙度(φz)、流动带指数(I_(fz))共3个参数,采用参数概率直方图、多参数聚类分析等方法,将古城油田泌浅10区储层划分为4类流动单元。以流动单元为基础,结合储层物性、砂体类型、毛细管压力特征、孔隙结构对储层的储集质量进行了综合评价,建立了4类储层分类评价标准。研究认为,古城油田泌浅10区Ⅱ、Ⅲ类储层分布广泛,是主要储层类型。     

双河油田北块聚合物驱油藏数值模拟研究

油藏数值模拟技术是研究油藏的重要手段,它能在储层建模及动态历史拟合的基础上,对比分析各种开发方案效果,从而优选最佳方案,为油田开发提供指导性建议。双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系注水开发近30年,油层水淹严重,目前已进入高含水开发后期。研究了双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系聚合物驱油藏数值模拟过程中聚合物溶液参数的优化方法,结果表明该方法对改善油藏开发效果具有积极的指导意义。     

C油田强边水重油油藏开发特征研究

由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。     

裂缝性低渗透油藏开发流管概算法

<正>大芦湖油田是80-90年代发现的较为典型的低渗透油藏。该区在区域构造上位于东营凹陷博兴洼陷的西部、金家-樊家鼻状构造的北端。大芦湖油田储层渗透性差、自然产能低,口口井需要压裂投产,人工裂缝发育,地下流体流动状态复杂,开发效果评价难度大。流管法考虑了水驱油过程中的非活塞性和油层渗透率的非均质性。它所依据的原     

量化描述技术在缝洞型储层连通性分析中的应用

缝洞型碳酸盐岩是塔北地区哈拉哈塘油田的主要储集层,油藏的储渗空间主要为规模不同的洞穴、溶蚀孔隙以及各级裂缝。缝洞连通性是油田勘探开发实践中高效井优选的重要依据,连通的大型缝洞集合体是研究的主要目标。缝洞量化描述技术是储层描述中的关键技术,重点解决裂缝量化研究、缝洞连通性以及缝洞体系储集规模等方面的问题。针对研究区缝洞型储层的强非均质性,提出裂缝强度量化描述、裂缝方向量化描述与缝洞体系储集规模量化描述相结合的研究思路与技术方法,结合生产动态资料,对缝洞体系连通性进行量化分析,确定连通单元边界,最终指导油藏高效开发井组部署。     

水平井技术在濮城油田高含水油藏剩余油挖潜中的应用

濮城油田经历了20多年的高速开发后，目前已进入了高含水开发后期，常规方法在经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。基于此，开展了濮城油田水平井挖潜试验。试验结果表明，这类油藏在应用新的挖潜技术后，油藏的整体采收率得到进一步提高，且有较大的剩余油挖潜空间。     

分支井在油田调整方案中的应用

分支井是开采稠油、疏松砂岩油藏有效手段之一,也是改善油田开发效果、提高油田整体经济效益的重要途径.针对油田存在的问题,采用计算机技术和Eclipse油藏数值模拟软件,对M油田剩余油分布规律及开发潜力进行分析,在此基础上对分支井开发方案进行了全面研究,为油田开发调整提供参考.     

基于地震及动态资料评价复杂断块油田潜力

海上复杂断块油田面临着构造破碎、油水关系复杂、测试资料少、认识程度不足等难题,严重制约着油田的滚动开发。针对该问题,以渤海Z油田M断块油藏为例,从三维地震资料分析入手,结合油藏动态资料,利用油藏工程和数值模拟方法研究了该断块的潜力储量规模及其分布范围,从多角度论证了潜力储量的可靠性。研究结果指导了油田开发兼评价井的部署和滚动挖潜,实现了断块油田的增储上产,取得了较好的应用效果,对复杂断块油田开发过程中类似问题的解决具有借鉴意义。     

海拉尔油田复杂小断块油藏稳产开发调整与实践

海拉尔油田属于复杂小断块油藏,自然递减和含水上升速度难以有效控制已严重制约油田的开发。通过不断深化油田地质认识、精细油藏描述,系统研究了不同类型油藏注水受效规律。针对不同类型油藏注水受效特征及主要开发矛盾,实施了针对性的综合调整。从而形成了一套适合海拉尔复杂小断块油藏的综合调整技术系列,实践表明该技术可有效控制油田产量递减率、含水率上升速度,应用前景广阔。     

影响阿尔油田开发效果的因素及治理对策

阿尔油田属低渗透砂砾岩油藏,通过对该油藏开发特征的系统分析,找出影响开发效果的主要因素。储层的物性差、非均质性强等地质因素是其开发效果的决定性因素,同时部分井组注采比不合理以及分注井配注合格率低等开发因素也是造成目前开发现状的重要原因。针对存在问题开展合理注水技术政策研究,采取不同井区精细注水,配合相应的油水井措施,使阿尔油田产量快速递减及含水快速上升趋势得到控制,取得了较好的治理效果。     

剩余油分布研究现状及发展方向

剩余油分布的研究始终是一项重要且具有挑战性的工作,准确地评价剩余油饱和度对油田开发中后期调整挖潜及三次采油方案的实施至关重要。在有关文献的基础上将目前剩余油分布的研究方法按专业划分为4大类：地质地震方法、油藏数值模拟方法、室内实验技术和工艺技术,阐述了各类研究方法的国内外发展现状,并指出了剩余油分布研究的主要方向。     

不同渗透率级差组合与水驱采收率关系研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素。层系内合理层间渗透率级差是提高储量水驱动用程度的关键参数。针对胡状集油田进行多层不同渗透率级差的长岩心水驱油试验,研究渗透率级差组合对采收率的影响,发现胡状集油田层系内渗透率级差小于6倍能显著提高水驱采率。据此在胡状集油田6个开发单元按渗透率级差重组细分开发层系,取得了较好的效果。